实例分析：同步压裂技术

1.Woodford油田页岩气井同步压裂实例分析

1）Woodford 地质概况

储层埋深为6 000～7 700 ft，储层厚度为160～180 ft；Woodford Shale为富含有机质的硅质页岩。测井资料及岩心分析数据为：石英48%～74%、长石3%～10%、伊利石7%～25%、黄铁矿0～10%、碳酸岩0～5%、干酪根7%～16%。

Woodford分为上Woodford，Woodford A，Woodford B，Woodford C。上Woodford黏土含量最高；Woodford A、C硅质含量最高，有效孔隙度最大。Woodford B 的视孔隙度比Woodford A、C低。

裂缝网络主方向为东西向，次生裂缝网络方向沿东北向至西南向。水平井的目标段为Woodford A，钻进方向从北至南，接近最小水平主应力方向。

2）钻完井条件

所有井在8.5 in井眼中使用5.5 in，17 lb/ft，P110套管固井。压裂井进行多段压裂，每段长400～500 ft，每段射4～6簇，簇间距为70～125 ft，射孔簇长度为1.5～2.5 ft，射孔参数为每英尺6孔，相位角为60°，孔径为0.32～0.42 in（入口直径）。

3）压裂后连续油管钻过桥塞后开井。压裂结束后的24～36 h内，将所有井一起进行返排。之后大多数井同时投产，所有井使用油管。

4）案例1

（1）井型分布

我们选择在两口现有井之间钻4口新井，这6口井大致呈平行分布，水平段间距约为1 320 ft。这6口水平井的分布如图8—113所示：

图8—113　6口水平井分布示意图

然后，将地震检波器安置在周边井的垂直段，以检测所有的压裂措施；另外，地震检波器还要安置在最短的水平段中，以检测其他3口井最初两段的改造措施。

（2）射孔及压裂方案

每口井5～7段裂缝，每段裂缝间距500 ft；每段裂缝有4段射孔簇，每段射孔簇间距约为125 ft；每段压裂用滑溜水的体积为10 000 bbls（1 636.592 m3）；每段压裂用75 000 lbs（34 t）的70～140目砂，200 000 lbs（90.7 t）的30～50目砂，注入速度为13 m3/min。25段中一共泵注完成22段压裂。

（3）实时微地震监测与处理确定裂缝扩展

图8—114　1、3、4井初始压裂微地震数据示意图

图8—115　微地震监测示意图

水平段地震检波器记录的1、2、3井前两段的微地震数据如图8—114所示。这3口井的诱导裂缝主方位为东西向，在次方位即东北向也观测到大量的微地震事件。这些微地震事件虽然不能表明水平应力的变化，但可以判断其主要集中在断层附近，这表明断层对压裂裂缝几何尺寸具有一定影响。

微地震检测结果如图8—115所示，从图8—115可知趾端复杂网络裂缝形态明显，跟端单一缝明显。因此，如果井间干扰发生，裂缝则向远井井筒方向延伸。

裂缝干扰对井 1和井 2裂缝的影响（第6段）如图8—116～8—119所示。在井1和井2的微地震事件相互叠合（相互干扰）后，井1产生的裂缝网络表现出向水平段西侧移动，离开干扰区域后向西北向监测井延伸。在整个压裂过程中，井1的裂缝网络产生微地震事件的速度几乎保持不变。当裂缝网络相遇后，从井2产生的裂缝网络中检测到微地震的区域范围几乎保持不变。从井1和井3延伸的裂缝的围压阻止了裂缝系统向东或向西的进一步扩展。在这一期间裂缝高度没有发生变化，这表明由于压力分散的作用，使得应力差足够大从而阻止了裂缝高度增长。当上述两种模式的微地震相互叠合后，与井2压裂相关的微地震事件无论是密度还是数量均发生了增加。

图8—116　1井和2井第6段在压裂早期微地震数据示意图

图8—117　1井和2井第6段在压裂裂缝干扰初期的微地震数据示意图

图8—118　1井和2井第6段在压裂裂缝干扰后期的微地震数据示意图

图8—119　1井和2井第6段在压裂结束后的微地震数据示意图

同步压裂井和类似压裂的邻近单井，在地面施工压力，计算井底压力以及近井压力上几乎没有差别。同步压裂井有时表现出比邻近单井更高的井底压力。与单井压裂相比，同步压裂并没有表现出使储层和井系统压力升高的更大趋势。同样地，尽管随着水平段压裂的进行，单井段压裂之间相互叠合，但井底压力并没有发生显著的增加或下降。没有邻近生产井的压裂井之间的同步压裂井中间的井，与那些有邻近生产井和与邻近生产井裂缝网络接触的外部井相比，前者并没有表现出更高的井底压力。由此可以得出，这种情况下当确定裂缝复杂程度时，压力响应是不具有诊断意义的。

在压裂一口新的邻近井时，有可能破坏这口生产井。两口监测井记录的压力上升数据，与表明裂缝正在延伸通过现有井水平段的微地震大致吻合。静压力首次产生最大上升出现在第4段，这也证实了微地震数据解释：即在第4段压裂期间，裂缝延伸通过现有井的水平段。

（4）生产数据及对比（表8—48）

基于前7天的峰值产量，同步压裂井的初始产量比单井压裂的要高（图8—120）。西侧的初始产量增加20%，东侧增加72%。对于同步压裂井而言，30天的平均日产量，东侧比西侧高。采用同步压裂对于初始产量有促进作用，但对其是否能长期保持该产量的影响十分微小。

表8—48　案例1的压裂和生产数据

注：Mscf为千标准立方英尺。

图8—120　单井压裂和同步压裂井的平均日产气量和累计产量示意图

5）案例2

有四口作业井，其地质情况与案例1相似，垂深为7 200～7 500 ft。井的水平段位于Woodford A，部分进入Woodford B，其井位分布图如图8—121所示。N45E走向和N60E走向的断层横贯该区域与井轨迹相交。

（1）射孔与压裂设计

每口井压9段裂缝，每段裂缝相距500 ft（150 m）；每段裂缝有6段射孔簇，每段射孔簇间距约为75 ft；每段压裂用11 000 bbls的滑溜水（1 800 m3）；每段压裂用67 000 lbs（30.391 t）70～140目砂，250 000 lbs（113.398 t）30～50目砂；注入速度15.548 m3/min；在同步压裂之前进行了一次重复压裂；两口井共18段裂缝，同步压裂了13段；在同步压裂之后，其中一口井单独进行了9段裂缝的压裂施工；最后，所有井一起返排并开始生产。

图8—121　井位分布

（2）微地震监测结果

A1井于2007年5月首先进行了压裂，有关A1井重复压裂的微地震数据如图8—122所示，从图8—122可知前两段压裂在水平段南端处出现复杂裂缝。之后又压裂了A2、A3和A4井，并在这些井压裂之前，对A1井进行重复压裂以产生高压系统，从而与新的邻井产生的水力缝相交。再次对A1井进行微地震实时监测，同样表明在水平段南端（指段）处出现复杂缝，而在跟段出现更多平面缝。从初次压裂和重复压裂的微地震数据可以确定N70E的裂缝走向。

利用实时微地震监测来确定A2、A3井在同步压裂后的主诱导裂缝方位，从而将同步压裂缝的相互干扰最大化。由于N70E的水力缝走向，A3的第一段压裂先于A2井的第一段压裂。然后，再利用微地震确认裂缝的走向，以便设计后续段的压裂。

A2、A3井所有段压裂的微地震数据如图8—123所示。受到监测井距离的影响，前4段压裂记录的微地震事件的数量有限。虽可以推测出裂缝间有相互干扰的情况，但由于缺乏A2井的微地震数据，故不能直接表明缝间有干扰情况的发生。与前一个例子类似，一些段的压裂显示向东延伸，离开预测的裂缝干扰区。另外，一些往东扩展的压裂段经过A1井的水平段。

最后对A4进行了一个九段的分段压裂，有关A4井的微地震数据如图8—124所示。

图8—122　A1井重复压裂的微地震数据示意图

图8—123　A2井和A3井的微地震检测结果示意图

图8—124　A4井的微地震检测结果示意图

（3）生产数据分析

我们接下来对案例2的生产数据进行分析（图8—125和表8—49）。

基于前7天的峰值产量，同步压裂井的初始产量比原始单井压裂井产量高两倍多，但比此过程中的单独压裂井略低。这是由于在初始45天的生产中，受到了邻近井的压裂影响（约两周）。A4井是在同步压裂之后进行的单井压裂，并且是最后压裂的，它的初始产量超过所有井。同步压裂井在30天的平均日产量逐渐增加，是原始井的两倍，其60天的平均日产量是原始井的180%。其30天、60天及90天对应的平均累计产气量分别是原始井的188%、170%及166%。

图8—125　单井施工和邻近同步压裂井的平均产气量和累计产气量（MMscf为百万标准立方英尺）

表8—49　案例2的压裂和生产数据

6）案例3

从外部向内部两两压裂，每次同步压裂两口井。其地质情况与案例1和案例2相似，水平段垂深为6 200 ～6 800 ft，位于 Woodford A，部分延伸到Woodford B，其走向为 N45E和N30E的断层横贯该区域，与井眼轨迹相交。图8—126为其井位布置图。(www.xing528.com)

（1）射孔与压裂设计

压裂段间距500 ft，除了L4井压8段裂缝，其他井全部压9段裂缝；每段裂缝有6段射孔簇，每段射孔簇间距约为75 ft；每段使用的滑溜水体积为10 000 bbls（1 636.592 m3）；每段使用的70～140目砂体积为33 000 lbs（14.969 t）；L2、L3以及L4井每段使用的30～50目砂体积为200 000 lbs（90.718 t）；P2、P3、P4井，每段使用的30～50目砂体积为200 000 lbs，尾随的20～40目砂体积为100 000 lbs（45.359 t）；注入速度为15.548 m3/min；53段中总共有48段是泵入完成。由于缺乏合适的监测井，无法获得相关的微地震数据。我们将井口压力计安装在边界井上，这些井在趾部已经射孔并等待压裂。

图8—126　水平井布局：6口新井从外部到内部的两两成对压裂示意图

（2）压裂分析

在第一对同步压裂过程中，邻近生产井的井口压力无法确定诱导裂缝方位，这是因为将要压裂的新井的趾端没有压力响应。尽管推测裂缝方位为东西向，但是这些井离作业井太远而未显示压力响应。在第二对同步压裂过程中，将要压裂的且中间两端拥有畅通射孔孔眼的两口井，可证实裂缝为东西向。直接往东西向压裂时，井口压力变化最大，随着压裂从趾端向跟端进行，压力变化逐渐减小。同时，这也证实了裂缝为东西向。

整体上来看，从井的趾端到跟端，井口压力，计算井底压力或者瞬时停泵压力（pisp）都没有表现出任何变化趋势。从外部井到内部井，井口压力和计算井底压力均呈现上升的趋势，但是除P4井以外，它具有最高的压力，这是由于它的垂深最大且处于最东边。位于东部的井，当压裂结束时则压力偏高。上述现象表明：对于受最近压裂或者同步压裂井的限制，且没有受两边生产井附近低压影响的井，在压裂时会形成更高的压力。

（3）生产分析

图8—127和表8—50为案例3的生产数据，从这些生产数据可知P3井和L4井的间距最小，它们的同步压裂的初始产量最高。M1井除外，它是第一口生产井，在压裂时没有与任何邻近井连通。位于东侧的P3井初始产量最高。因此，同步压裂可能会使初始产量增加。

图8—127　单井施工和邻近同步压裂井的平均日产气量和累计产气量示意图

表8—50　案例3的压裂和生产数据

随着井水平段从趾端到跟端的压裂，井底的破裂压力并不是一直在增加。同样，在同步压裂过程中，井底压力也没有显著的增加。在多井同步压裂作业中，从外部井到内部井，井底的施工压力也并没有发生持续且显著的增加。尽管如此，我们还是可以看到在同步压裂过程生产期的产量在增加，只是井的生产潜能没有完全发掘出来。

同步压裂还具有操作上的优势。在许多实例中，水平井常规压裂使得邻近井出水，从而没有足够的能量返排相当数量的压裂液，由此引起了气体产量的下降，还可能会导致流体侵入现有生产井的裂缝系统。在裂缝面处，液体渗吸到低压区同样可能对产量产生影响。颗粒的产出和运移也可能使裂缝导流能力变差。在某些情况下，气体产量也可能恢复到之前的生产水平，但为恢复生产而形成的停产期仍可能造成产量下降。

（4）小结

①有两个同步压裂井的初始产量出现增加，而初始产量没有增加的区域是由于管线的限制，从而不能充分发挥井的产能。另外，关于初始产量提高的实例，其长期产量也有可能提高。

②同步压裂可以避免产量损失，以及节省为恢复产能所需的成本。

③与单独压裂的邻井相比，同步压裂井有时具有更高的施工压力、计算井底压力和初始关井压力，但这些压力的变化趋势不一致，在评价同步压裂有效性时不具有诊断意义。

④由于缺乏压裂过程期间井底压力恢复的数据，只能预测水力压裂缝的间距为数10 ft的数量级。我们认为这个间距在微地震分辨范围之内，这是由于相对较低的杨氏模量和低压裂液黏度可以阻止净压力的上升。

⑤利用微地震技术来确定诱导裂缝的扩展方向，既可完成每段压裂，又能增加相对水力缝之间干扰的概率。通过分析微地震资料，可知大多数诱导缝是复杂缝，其构造特征还会影响水力压裂缝的几何形状。

⑥当相对裂缝叠合，在更靠近井眼的位置会发生更多的微地震活动，或者邻井没有裂缝扩展时，不在裂缝叠合区，而在水平段较远的一端其微地震活动更多。裂缝尖端较高的剪切应力可能会终止邻近裂缝的扩展，此时微地震活动频繁发生在水平段跟部，且只有受构造影响的地方出现了裂缝高度的增长。另外，裂缝几何形态表明水平应力差应足够大才能阻止裂缝高度的增长，且井底施工压力足够高，才能使天然裂缝垂直于破裂面而得到扩张。

⑦如果在已知层位射了一定数目孔眼，那么邻井的井底压力或井口压力计可用来预测邻近井诱导裂缝的方位。

⑧地质构造能够影响压裂裂缝系统的几何形状。如案例2中，较短且复杂的裂缝一般出现在断层的一侧，而较长的平面缝一般出现在断层的另一侧。

2.Barnett页岩气井同步压裂实例分析

（1）井位布置及压裂情况

这些井的位置布局如图8—128所示。井A的水平段长度为2 200 ft，井A是在一个单独的平台上进行钻进的，而井B和井C是在同一个平台上进行钻进的，井B的水平段长度为1 900 ft，井C的水平段长度为2 000 ft。井A和井C在跟部相距900 ft，而趾部之间相距较近，距离为500 ft。第四口独立的水平井，即井D，其有效的水平段长度为2 400 ft，其位置在距北部地区不足1 320 ft处。但由于受资金方面的限制，井D所在平台上只能钻一口井。

针对井A、B、C都实施了顺序压裂和同步压裂措施。井A压裂施工的第一个星期就完成了5段压裂，随后一个星期对井B和井C进行了同步压裂。

（2）生产动态

四口井在生产期前六个月的生产动态如图8—129所示。其中三口井实施了顺序压裂和同步压裂（井A、B、C），其初始产量（IPs）为3.3～3.5 MMscf/d，并且第一个月内的平均产量为2.1～2.9 MMscf/d。而位于北部的独立井D，其初始产量（IPs）明显低于其他三口井，为2.3 MMscf/d，而且其第一个月内的平均产量也很低，为1.2 MMscf/d。通过对比上述结果，可以明显看出当对相邻的几口井进行顺序和同步压裂后，可以在地层中产生更为复杂的裂缝网络，从而显著提高井的生产产量。

图8—128　井位分布

图8—129　同步压裂井（A、B、C）和单独压裂井D的产量对比图

分段进行的顺序压裂往往显示出先期压裂段对后续压裂段具有显著影响，主要包括潜在的储层增压。初始压裂段中液体稍有升高，由此产生的应力增加会使得后续的压裂段应力增幅更大。通常认为，在地层中形成新的裂缝网络会比对改造已存在的裂缝容易得多。从3口井的生产数据中可以看出，与顺序压裂相比，同步压裂可以产生更有效的裂缝网络并获得更多的产量。

采取同步压裂和顺序压裂的井与井D的初始产量（IPs）的对比见表8—51。实施了顺序压裂和同步压裂的井的第一个月内的平均产量几乎是井D第一个月内的产量的四倍。根据初始产量与水平段长度的比值，可以认为同步压裂井的产量提高了5倍。

表8—51　初始产量对比汇总

EUR评估结果是基于递减曲线分析而得到的，天然气地质储量是对水平井趾部到跟部、排驱半径为500 ft的地层进行评估得到的，有关EUR和采收率计算结果见表8—52。三口井（井A、B、C）的排驱面积一共为130英亩，而井D的排驱面积为85英亩。储层总厚度为335 ft，储层孔隙度为3%，计算得到的三口井（井A、B、C）和井D的GIP分别为21.1 Bcf，解吸气地质储量基于96 scf/t的含气量。

从表8—52还可以看出，井D的采收率为6.4%，同步压裂井的采收率几乎是其4倍。而同步压裂井的EUR/水平段长度之比为0.9 MMcf/ft，井D的EUR/水平段长度之比为0.37 MMcf/ft，前者几乎是后者的2.5倍。

因此，由上述分析可知同步压裂井在IPs、EURs和采收率等方面都有很大的提高。

表8—52　EUR和采收率计算汇总

（3）生产数据分析

用于解释致密气井水力压裂中的传统图形，主要是基于线性流、双线性流或者径向流等流动形态。对于低渗井，如Barnett页岩气田中的井，其出现径向流的时间会相当长，所以Barnett页岩气田中的井的绝大多数数据要么反映的是双线性流的特征，要么反映的是线性流的特征。在双线性流中，流动可以在裂缝内发生，也可以在裂缝外垂直于裂缝的方向上发生（图8—130）。如果裂缝的渗透率低，那么产生双线性流就需要很长的时间。另一方面，在线性流中，流动只能在垂直于裂缝的方向上产生。如果裂缝的渗透率足够大，在线性流阶段开始前就会在很短的一段时期内出现双线性流。

图8—130　线性流和双线性流示意图

4口井的产量—时间的双对数示意图如图8—131所示。从图8—131可以看出，与其他3口井相比，井D的生产数据更接近于双线性流（斜率为1/4的曲线）的特征，而其他三口井的生产数据更接近于线性流（斜率为1/2的曲线）的特征。这表明井D的裂缝的质量不好，也可能是由于其产生的裂缝类型不同。而其他三口井由于进行了同步压裂，所以相对于井D，这三口井产生的裂缝质量较好。

图8—131　4口井的产量—时间的双对数示意图

（4）压裂数据分析

重新分析压裂施工中的压裂数据是为了来评估同步压裂和顺序压裂的优点及产生原因。不同裂缝中的压裂液的相互影响可能会提供额外的能量，从而增加裂缝的密度，这要么通过更高的净压力，要么通过迫使与其他充满压裂液裂缝接触的压裂液的转向。

有关4口井的压裂液返排率和净压力的汇总表见表8—53。由表8—53可知，与其他两口井相比，井A和井B的生产动态较好，这两口井的净压力变化范围为1 000～1 600 psi。

压裂液返排率也与井的生产动态相关，具有较高压裂液返排率（＞50%）就意味着地层中未产生明显的裂缝网络，而只是产生了一些简单的裂缝，而这些简单的裂缝就像是气球，并且沿井眼方向迅速缩小。在返排过程的前100小时内，井A和井B的返排率都很高，为10.5%～20.8%，而另外两口井的返排率则很低，为3%～4%。尽管相比井D，井C的开发动态会更好，但是井C的返排率则更低，这可能是由于同步压裂以及在井附近地层产生了高度更高的裂缝网络，部分的返排液体是从邻井（井A和井B）中排出的，所以这两口井中压裂液的返排率都很高。

表8—53　净压力和压裂液返排汇总

为了进一步定量分析同步压裂的有利之处，我们进行了综合研究并评估了Parker郡的同步压裂数据。

根据开始生产的日期为同一个月或者相隔不超过一个月，我们共确认了29组同步压裂井，并将这些同步压裂井的生产动态与一口独立的井进行了对比，而这口独立的井与这些同步压裂井的距离大约为1～1.5英里。这些井（同步压裂井和独立井）中，大约有75%的井是由同一个开发商钻得的。我们仅根据生产动态进行分析，并提出了一般性的建议，而没有考虑其他参数的影响，例如地质概况、压裂设计、压裂液注入速度、压裂段数等的影响，但实际上这些参数对生产动态也有影响。

这些同步压裂井的分布图如图8—132所示，包括井距及每口井所在的象限。这29组井中，约有55%的井（16组井）的井距大于1 000 ft，而其他井的井距接近500 ft。在Parker郡所钻的井大多数都在东半部分，这里的储层厚度相对要厚些。因此，就井的位置而言，几乎有72%的井（21组井）位于SE象限，而几乎90%的井（26组井）位于Parker郡的东部。

图8—132　同步压裂井分布（按井距和方位划分）示意图

当同步压裂井和独立井首次获得经济效益的时间间隔少于3个月时，按井距及所在象限进行了归类，如图8—133所示。从图8—133可知，大约有50%的井组其井距为1 000 ft。

图8—133　同步压裂井分布（按同步压裂井与独立井首次获得经济效益的时间间隔少于3个月划分）示意图

有关同步压裂井与独立井的平均月产量对比如图8—134所示，这是基于多数井的第一个月或第二个月的月产量峰值进行对比的。若同步压裂井和独立井首次获得经济效益的时间间隔少于3个月，压裂井而言，则同步压裂可显著增加井的产量和采收率（SE象限的井）。在NE象限，无论井何时完井，同步压裂的井其产量和采收率都更高。当然，这里可能还涉及其他一些因素，例如压裂设计、注入速度、区域地质等。

图8—134　同步压裂井与独立井平均IP对比示意图